許志雄，羅凌燕，韓 勇，楊學(xué)武，楊志承，楊 健，吳國文，范 鵬，劉輝林

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

1 油藏概況

1.1 油藏簡況

靖安油田H8 區(qū)長D 油藏為三角洲前緣亞相沉積，微相以水下分流河道為主[1]，主體河道寬度5 km～20 km，發(fā)育多套油層，砂體連通性好，長D1、長D2預(yù)測面積分別為64.6 km2、30.3 km2，地質(zhì)儲量為1 938×104t、910×104t。

1.2 儲層物性

H8 區(qū)長D 油藏分部位內(nèi)部砂體連通性較好，東南部H2 部位，孔隙度8.8 %，有效厚度7.6 m，滲透率0.24×10-3μm2，含油飽和度28.4 %，密度2.53 g/cm3，時差217.2 μs/m，12 口探評井試油、試采效果較好，儲層條件最好；西南部H4 部位，孔隙度8.1 %，有效厚度6.6 m，滲透率0.19×10-3μm2，含油飽和度24.7 %，密度2.55 g/cm3，時差215.0 μs/m，有效厚度較薄，油飽較高，儲層條件居中；西北部G8 部位，孔隙度8.4 %，有效厚度5.8 m，滲透率0.21×10-3μm2，含油飽和度17.6 %，密度2.54 g/cm3，時差221.2 μs/m，有效厚度薄，多口井解釋干層，油飽較低，儲層條件最差（見表1）。

1.3 開發(fā)歷程及現(xiàn)狀

2018 年4 月采用400 m 井距排狀井網(wǎng)準(zhǔn)自然能量開發(fā)，2019 年8 月水平井規(guī)模投產(chǎn)，目前仍處于規(guī)模建產(chǎn)初期，共完鉆水平井33 口，井均水平段長度1 612 m，有效長度1 412 m；其中長D1層完鉆27 口，井均水平段長1 696 m，鉆遇率87.2 %，長D2層完鉆6口，井均水平段長1 238 m，鉆遇率90.1%，長D1有效砂體厚度7.5 m，孔隙度8.1 %，空氣滲透率0.19×10-3μm2，長D2有效砂體厚度6.9 m，孔隙度8.4 %，空氣滲透率0.23×10-3μm2。共投產(chǎn)水平井25 口，開水平井24 口，日產(chǎn)液349 t，日產(chǎn)油189 t，單井日產(chǎn)油7.9 t，綜合含水42.0 %，平均動液面967 m，地質(zhì)儲量采油速度0.24 %，采出程度0.21 %，累產(chǎn)油6.27×104t。

表1 H8 區(qū)長D 油藏儲層物性及試油參數(shù)統(tǒng)計表

2 開發(fā)規(guī)律總結(jié)[2-4]

2.1 初期產(chǎn)能

統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，H8 區(qū)長D 油藏已投產(chǎn)的21 口水平井初期單井日產(chǎn)液27.6 m3，日產(chǎn)油12.3 t，含水47.5 %，已投產(chǎn)的28 口定向井初期單井日產(chǎn)液2.54 m3，日產(chǎn)油1.01 t，含水53.2 %，與定向井對比，H8 區(qū)長D 油藏水平井呈現(xiàn)出初期產(chǎn)量高、含水低的開發(fā)特征，初期增產(chǎn)倍數(shù)達(dá)12.2，分部位來看儲層物性較好的部位初期產(chǎn)量整體較高，6 口15 t 以上的高產(chǎn)井全部分布在儲層物性較好的東部H2 部位（見圖1）。

圖1 H8 區(qū)長D 油藏初期產(chǎn)能對比統(tǒng)計圖

2.2 液量及含水變化規(guī)律

對比開發(fā)初期，水平井井均日產(chǎn)液由26.0 m3下降到17.3 m3，綜合含水由57.5 %下降到42.1 %，除H8-17 等個別水平井受鄰井壓裂影響液量、含水上升以外，單井液量、含水不同程度下降，20 m3以上油井由19 口下降到6 口，占總井?dāng)?shù)比例由76.0 %下降到24.0 %，含水低于60 %的水平井由13 口上升到23 口，占總井?dāng)?shù)比例由48.0 %上升到92.0 %。

2.3 流壓及遞減變化規(guī)律

H8 區(qū)長D 水平井采用長水平段準(zhǔn)自然能量開發(fā)，投產(chǎn)后即進(jìn)入衰竭開發(fā)階段，同期對比，受后期投產(chǎn)井泄壓影響，前期投產(chǎn)水平井流壓下降幅度較大，如投產(chǎn)滿10 個月油井前6 個月流壓下降6.1 MPa，而投產(chǎn)滿7個月油井前6 個月流壓下降僅4.8 MPa；分部位對比，物性好的H2 部位流壓下降速度較慢，前6 個月液面下降幅度主要分布在300 m～400 m，而儲層物性較差的H4 部位，前6 個月液面下降幅度主要分布在600 m～800 m，儲層條件最大的G8 部位液面下降速度最快，前6 個月液面下降幅度主要分布在900 m 以上；利用遞減曲線擬合，發(fā)現(xiàn)H8 長D 水平井10 個月拉齊遞減與雙曲遞減擬合程度分別達(dá)93.3 %，前6 個月歸一拉齊遞減率為42.8 %，前10 個月歸一拉齊遞減率為52.9 %。

3 產(chǎn)能控制因素分析

3.1 儲層物性

H8 區(qū)長D 油藏H2 部位物性整體較好，砂體有效厚度7.6 m，KH 值1.8，初期單井日產(chǎn)油16.3 t，百米日產(chǎn)油0.89 t，返排率7.5 %、綜合含水23.8 %；H4 次之，砂體有效厚度6.6 m，KH 值0.9，初期單井日產(chǎn)油13.0 t，百米日產(chǎn)油0.80 t，返排率8.4 %、綜合含水40.0 %；G8整體較差，砂體有效厚度5.8 m，KH 值0.8，初期單井日產(chǎn)油6.9 t，百米日產(chǎn)油0.46 t，返排率15.7 %、綜合含水74.8 %；物性較好的H2 部位整體呈現(xiàn)出單井日產(chǎn)量較高，百米產(chǎn)量高，返排率、綜合含水較低。

3.2 水平段長度

初期生產(chǎn)動態(tài)統(tǒng)計顯示，H8 區(qū)長D 油藏水平井水平段越長，初期單井產(chǎn)量越高，但隨著水平段的增加，增油幅度逐漸減小，100 m 初期產(chǎn)能隨水平段增加呈下降趨勢，可見當(dāng)水平段增加時，雖然單井產(chǎn)量逐漸提高，但單位水平段長度對產(chǎn)量貢獻(xiàn)減小。

對比不同水平段長度水平井的生產(chǎn)情況發(fā)現(xiàn)，水平段長度1 600 m～1 800 m，單井半年累產(chǎn)油2 194 t，100 m 水平段半年累產(chǎn)油128 t，且同期對比遞減幅度最小，前6 個月月度遞減2.36 %。利用雙曲遞減規(guī)律預(yù)測不同水平段長度的水平井前2 年累計產(chǎn)油情況，發(fā)現(xiàn)水平段長度1 600 m～1 800 m 的水平井后期遞減較小，前2 年累計產(chǎn)油6 829 t，綜合對比不同水平段長度水平井的初期產(chǎn)量、前6 個月月度遞減率及前2年累計產(chǎn)油情況，分析認(rèn)為H8 區(qū)長D 油藏水平段長度1 600 m～1 800 m 開發(fā)效益最好（見表2）。

表2 H8 區(qū)長D 油藏不同水平段長度生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計對比表

3.3 改造參數(shù)

H8 區(qū)長D1油藏完試21 口，平均改造20 段，103簇，單段加砂量189 m3，單段入地液量1 389 m3；投產(chǎn)19 口，初期單產(chǎn)14.0 t，目前單產(chǎn)9.5 t，長D1層水平井整體試采較好。長D2油藏完試5 口，平均改造17 段，78 簇，單段加砂量154 m3，單段入地液量1 336 m3；投產(chǎn)5 口，初期單產(chǎn)8.1 t，目前單產(chǎn)3.4 t，與長D1層對比，長D2層整體開發(fā)效果較差。

3.3.1 改造段數(shù) H8 區(qū)長D 油藏已投產(chǎn)水平井平均水平段長度1 593 m，總體上初期產(chǎn)量與壓裂段數(shù)呈正向關(guān)系、單段初產(chǎn)與壓裂段數(shù)呈反向關(guān)系；綜合初期產(chǎn)量、單段初產(chǎn)與壓裂段數(shù)的變化關(guān)系，分析認(rèn)為目前水平段長度壓裂20～23 段效果較好。

取得認(rèn)識：壓裂段數(shù)偏高時入地液量較多，排液周期長、返排率高、無效泄壓率高；而壓裂強(qiáng)度偏低時，儲層改造不充分、產(chǎn)能未有效發(fā)揮。

3.3.2 改造密度 統(tǒng)計表明，當(dāng)100 m 水平段改造0.7～1.6 段時，初期產(chǎn)量隨著改造段數(shù)增加線性上升；但當(dāng)100 m 水平段改造段數(shù)大于1.6 時，初產(chǎn)不再隨改造段數(shù)的增加而上升；當(dāng)每段改造4.7～5.1 簇時，初期增產(chǎn)效果最明顯。

取得認(rèn)識：改造密度偏大時簇間（段間）相互干擾，排液期長、初期產(chǎn)能難以發(fā)揮且經(jīng)濟(jì)效益差；而改造密度偏低時，儲層有效縫網(wǎng)難以形成。

3.3.3 入地液量 統(tǒng)計表明，初期產(chǎn)量與總?cè)氲匾毫砍室欢ǖ恼嚓P(guān)性；當(dāng)單段入地液量小于1 300 m3時，初期產(chǎn)量隨著單段入地液量增大而上升，而當(dāng)單段入地液量大于1 300 m3時，初期產(chǎn)量隨著單段入地液量增大而減小，當(dāng)單段入地液量1 100 m3～1 450 m3時，增產(chǎn)效果最好。

取得認(rèn)識：單段入地液量偏大時，排液期長、返排率高，油井長期高含水生產(chǎn)；而單段入地液量偏低時，地層能量未有效補(bǔ)充，油井遞減大。

3.3.4 加砂量 統(tǒng)計表明，初期產(chǎn)量與總加砂量呈一定的正相關(guān)性；當(dāng)單段加砂量小于205 m3時，初期產(chǎn)量隨著加砂量增大而上升，而當(dāng)單段加砂量大于205 m3時，初期產(chǎn)量隨著加砂量增大而減小，當(dāng)單段加砂量170 m3～205 m3時，增產(chǎn)效果最好。

取得認(rèn)識：單段加砂量偏大時，開抽后吐砂嚴(yán)重，油井產(chǎn)量快速下降；而單段加砂量偏低時，改造不充分，儲層潛力未發(fā)揮。

3.3.5 加砂排量 統(tǒng)計表明，當(dāng)排量小于10 m3/min時，初期產(chǎn)量隨著排量增大而上升，當(dāng)排量超過10 m3/min時，初期產(chǎn)量隨著排量增大而減小，當(dāng)排量9.0 m3/min～11.0 m3/min 時，初期增產(chǎn)效果最好；初期產(chǎn)量與排量突進(jìn)系數(shù)呈反比關(guān)系，排量突進(jìn)系數(shù)越接近1，初期產(chǎn)量越高。

3.4 合理技術(shù)政策

3.4.1 合理燜井時間 借鑒超低滲Ⅲ類及頁巖油水平井“注-燜-采”成功開發(fā)經(jīng)驗，合理燜井可降低壓裂液無效返排，提高滲吸置換效果，結(jié)合H8 區(qū)長D 水平井燜井時間與百米產(chǎn)量散點圖發(fā)現(xiàn)燜井時間與百米初產(chǎn)呈正向關(guān)系，燜井時間大于30 d 后，初期產(chǎn)量普遍較高。對比H2 部位相鄰3 口水平井，H8-16 井儲層條件好、鉆遇率高、改造規(guī)模大，但燜井時間短（9 d），導(dǎo)致其初期產(chǎn)量低（15.5 t）、前3 個月遞減達(dá)10.9 %，而燜井43 d 的H8-17 井初期產(chǎn)量19.5 t、前3 個月遞減僅4.2 %，燜井35 d 的H8-18 井初期產(chǎn)量20.7 t、前3 個月遞減僅4.6 %（見表3）。

取得認(rèn)識：合理燜井時間能有效提高滲析置換效果，降低返排率，有效補(bǔ)充地層能量，提高初期產(chǎn)量，降低后期遞減率。

3.4.2 合理投產(chǎn)時機(jī) 統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)合理投產(chǎn)時機(jī)可有效改善開發(fā)效果，放噴壓力與初期產(chǎn)量、月度遞減率關(guān)系散點圖顯示放噴壓力低于3.0 MPa 時初期產(chǎn)量較高、投產(chǎn)后月度遞減率較小，且放噴壓力越低，排液期越短，無效泄壓率越低，滲吸置換效果越好。

3.4.3 合理生產(chǎn)參數(shù) 統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)目前流壓保持水平與初期泵效、初期日產(chǎn)液無明顯相關(guān)性，但目前流壓保持水平較高的水平井，初期泵效主要分布在40 %～60 %、初期日產(chǎn)液均位于25 m3～32 m3。

3.4.4 合理流飽比 統(tǒng)計顯示，H8 區(qū)長D 水平井流飽比大于1.6 的水平井8 口，初期日產(chǎn)油11.6 t，前12 個月遞減率25.5 %；流飽比位于1.2～1.6 的水平井6 口，初期日產(chǎn)油13.0 t，前12 個月遞減率18.8 %；流飽比位于1.0～1.2 的水平井5 口，初期日產(chǎn)油13.6 t，前12個月遞減率30.3 %；流飽比小于1.0 的水平井6 口，初期日產(chǎn)油14.3 t，前12 個月遞減率49.4 %，分析認(rèn)為H8 區(qū)長D 油藏水平井流飽比保持在1.2～1.6 時，水平井初期產(chǎn)量較高，后期遞減較?。ㄒ姳?）。

表3 H8 區(qū)長D 水平井燜井時間與初期產(chǎn)量及初期遞減對比統(tǒng)計表

3.4.5 合理套壓生產(chǎn) H8 區(qū)長D 油藏氣油比69 m3/t，利用三疊系高氣油比油藏提高套管氣壓生產(chǎn)可適當(dāng)提高彈性溶解氣的驅(qū)動效果，6 月初開展套管憋壓生產(chǎn)以來，對無其他影響因素的16 口井試驗效果進(jìn)行對比，其中套壓＞2 MPa 油井，月度遞減率由8.8 %上升到11.4 %，動液面月度下降由86 m 上升到88 m；套壓1 MPa～2 MPa 油井，月度遞減率由12.1%下降到8.0%，動液面月度下降由60 m 下降到43 m，分析認(rèn)為本區(qū)塊的合理套管氣憋壓范圍在1.0 MPa～2.0 MPa。

表4 H8 區(qū)長D 水平井流飽比與遞減率關(guān)系統(tǒng)計表

3.5 井筒質(zhì)量

H8 區(qū)長D 油藏H13-1 水平井區(qū)域儲層裂縫發(fā)育，且該井全水平井段固井質(zhì)量較差，該井投產(chǎn)初期產(chǎn)量較高，但見油后1 個月即發(fā)生水淹，隨即對周圍長L層注水井實施停注，1 個月后該井含水逐步由100 %下降到94.8 %再下降到49.6 %，油量由0.0 t 上升到2.2 t 再上升到14.8 t，分析認(rèn)為水平段固井質(zhì)量差導(dǎo)致長L 層水竄。

4 結(jié)論及認(rèn)識

（1）水平井初期產(chǎn)量與儲層物性成呈向關(guān)系，儲層物性較好部位單井日產(chǎn)量較高，百米產(chǎn)量高，返排率、綜合含水較低。

（2）水平井水平段越長，初期單井產(chǎn)量越高，但隨著水平段長度的增加，增油幅度逐漸減小，100 m 初期產(chǎn)能隨水平段增加呈下降趨勢，當(dāng)水平段增加時，雖然單井產(chǎn)量逐漸提高，但單位水平段長度對產(chǎn)量貢獻(xiàn)減小，對比半年生產(chǎn)動態(tài)及預(yù)測2 年累計產(chǎn)油情況，綜合分析水平段長度1 600 m～1 800 m 開發(fā)效果最好。

（3）水平段長度一定時，合理壓裂施工參數(shù)能有效提高初期產(chǎn)量。初期產(chǎn)量與壓裂段數(shù)呈正向關(guān)系、單段初產(chǎn)與壓裂段數(shù)呈反向關(guān)系，目前水平段長度壓裂20～23 段效果較好；每100 m 水平段壓裂1.6 段時，每段壓裂改造5 簇左右時，增產(chǎn)效果最明顯；初期產(chǎn)量與總?cè)氲匾嚎偭?、加砂量、排量呈一定的正相關(guān)性，與單段改造參數(shù)呈現(xiàn)先增長后下降的趨勢，當(dāng)單段改造參數(shù)小于臨界值時，初期產(chǎn)量隨著改造參數(shù)增大而上升，而當(dāng)單段改造參數(shù)大于臨界值時，初期產(chǎn)量隨著改造參數(shù)增大而減??；初期產(chǎn)量與排量突進(jìn)系數(shù)呈反比關(guān)系，排量突進(jìn)系數(shù)越接近1，初期產(chǎn)量越高。

（4）合理技術(shù)政策能有效提高初期產(chǎn)量、減少無效泄壓、降低后期遞減。燜井時間與百米產(chǎn)量成正比，燜井時間大于30 d 后，初期產(chǎn)量普遍較好、后期遞減相對較??；放噴壓力越低、初期產(chǎn)量越高、投產(chǎn)后月度遞減率越小，同時放噴壓力越低，排液期越短，無效泄壓率越低，入地液利用率越高；同期對比，流飽比保持在1.2～1.6 遞減相對較小，當(dāng)流飽比小于1.2 時遞減明顯增大；目前流壓保持水平較高的油井，初期泵效主要分布在40 %～60 %且初期日產(chǎn)液均位于25 m3～32 m3；合理套管憋壓生產(chǎn)能夠有效減緩水平井遞減，當(dāng)套管憋壓1.0 MPa～2.0 MPa 能適當(dāng)控制遞減，而套管憋壓＞2.0 MPa 時遞減增大。